Разработка месторождения: комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,24 Мб
  • Опубликовано:
    2016-04-20
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка месторождения: комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора

ВВЕДЕНИЕ

Разработка месторождения - комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора.

Изначально выработка недр осуществлялась путем нерегулируемой разработки на естественных режимах. По мнению автора [1], как отдельная наука, РНГМ начала возникать в 30-х гг. ХХ в., когда в ведущих НИИ мира для изучения нефтяных пластов стали применять методы математического моделирования; стал систематизироваться и использоваться весь накопленный запас знаний о физике и химии пласта, процессах подземной фильтрации и извлечения флюидов.

Разработка нефтяных месторождений как наука достаточно активно развивается и по сей день. Приоритетными направлениями в ней стали новые технологии извлечения нефти из недр, новые методов геологического, геофизического и гидродинамического изучения пласта, внутрипластовых процессов, управление разработкой месторождений, использование совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений, развитие методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе компьютерного моделирования.

Система разработки нефтяного месторождения - совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Объект разработки - искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов извлечение из недр которых осуществляется с помощью определенной группы скважин.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

Геолого-физические свойства пород коллекторов нефти и газа

Физико-химические свойства нефти и газа

Фазовое состояние углеводородов и режим пласта

Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений

Техника и технология эксплуатации скважин

В данной работе мы рассматриваем систему разработки с воздействием на пласт законтурным заводнением при однорядной схеме расположения скважин (рисунок 1) .

- контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая скважина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Рисунок 1 - Схема расположения скважин при однорядной системе разработки.

Тенденция в развитии методик расчетов технологических показателей состоит в максимальном приближении математических моделей к реальным условиям месторождений (различие вязкостей, многофазность движения, неоднородность пласта и др.).

Цель проекта - расчет технических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой.

1. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОРШНЕВОГО И НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ

Согласно источнику, водонапорный режим вытеснения нефти водой - основной в практике разработки нефтяных месторождений. Тенденция в развитии методик расчетов технологических показателей состоит в максимальном приближении математических моделей к реальным условиям месторождений (различие вязкостей, многофазность движения, неоднородность пласта и др.).

.1 Поршневое вытеснение

Автор пишет, что поршневое вытеснение нефти- это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади - только вода, т. е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

В ряде случаев получают показатели, близкие к реальным, при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой и слоистого пласта.

Итак, на пласт создается постоянный перепад давления. Постоянные давления соответственно на контуре пласта и на галерее (остальные поверхности непроницаемые). Жидкости считаются несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой. Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это справедливо для случая либо предельно анизотропного пласта (проницаемость в вертикальном направлении равна нулю), либо равной плотности нефти и воды. Различны только вязкости нефти и воды.В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В первых двух движется вода, а в третьей - нефть. До начала вытеснения насыщенность неподвижной связанной водой в нефтяной зоне составляетSCB. В заводненной зоне остаточная нефтенасыщенность остается постоянной и равной S0H, а связанная вода неподвижна и смешивается с закачиваемой водой (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Модель прямолинейного пропластка при поршневом вытеснении.

Скорость фильтрации и расход изменяются с перемещением ВНК, т. е. во времени. Следовательно, несмотря на постоянство перепада давления движение жидкости неустановившееся.

Положение ВНК не параллельно галерее (искривлено). Чем больше длина ВНК, тем больше v и q. Значит, в тех сечениях, где длина больше или граница раздела ближе к галерее, будет происходить опережающее перемещение ВНК и дальнейшее искривление линии раздела. Отсюда приходим к выводу, что если на границе раздела образовался «язык обводнения», то в дальнейшем он не только не исчезает, но еще больше вытягивается, продвигаясь с большей скоростью. Искривленное, вернее горизонтальное положение ВНК по отношению к галерее, отмечается в наклонных пластах, что приводит к более быстрому обводнению галереи по подошве пласта. В реальных условиях неизбежны возмущения на границе раздела (например, изменение проницаемости) и образование «языков обводнения», т. е. проявляется вязкостная неустойчивость вытеснения. Если движение образовавшихся «языков обводнения» замедляется, то такое перемещение границы раздела называют устойчивым.

Поскольку движение жидкостей неустановившееся, то это вызывает изменение давления в разных точках пласта. В случае сжимаемых жидкостей такое перераспределение давления приводит к изменению скоростей движения.

Время перераспределения давления за счет сжимаемости жидкостей существенно меньше, чем время вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости на процесс вытеснения можно пренебречь.

.2 Непоршневое вытеснение

Модель непоршневого вытеснения нефти была создана американскими учеными Баклеем и Левереттом для учета добычи обводненной продукции, как утверждает автор [2].

Непоршневое вытеснение нефти- это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

Многофазная фильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают[2] , что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г. Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой модели Баклея- Левереттапо данным источника [2] непоршневое вытеснение описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью.

Теория непоршневого вытеснения нефти основана на зависимости проницаемости породы для движущихся фаз от насыщенности порового пространства той или иной фазой.

По модели НВН перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него - одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте, а затем обводненность медленно нарастает (рисунок 3). Расчет модели непоршневого вытеснения идет по заданным зависимостям относительных проницаемостей.

Хф - фронт вытеснения; Sсв - начальная водонасыщенность; Sф - водонасыщенность на фронте; Sно - нефтенасыщенность за водный период

Рисунок 3 - Модель непоршневого вытеснения

2. МЕТОД ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ

Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений - основной аналитический метод определения количественной связи между дебитами скважин и давлениями на их забоях и на контуре питания пласта (нагнетания воды) в условиях жесткого водонапорного режима. Сущность метода состоит в замене полного фильтрационного сопротивления эквивалентными (равнозначными) последовательными или параллельными фильтрационными сопротивлениями простейших (прямолинейно-параллельных, плоскорадиальных) потоков.

При решении задачи таким методом фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин делятся на:

внутренние, существующие вблизи скважин когда фронт вытеснения занимает положение

внешние, возникающие при движении нефти и воды между рядами нагнетательных и добывающих скважин, то есть при положении фронта вытеснения

Наглядно эта ситуация представлена на рисунке 4.

- фронт вытеснения; 2 - контур вытеснения скважин;3 - добывающая скважина; 4 - нагнетательная скважина;  - расстояние от оси нагнетательной скважины до фронта вытеснения, м;  - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м; σ/π - радиус контура вытеснения скважины, м.

Рисунок 4 - Модель эквивалентных фильтрационных сопротивлений

Расход воды , закачиваемой в одну нагнетательную скважину будет равен:


Общий расход воды в нагнетательной скважине .Будем считать, что в сторону добывающих скважин поступает расход воды .Тогда можно записать формулу для общего расхода воды так:


Фильтрация воды от ряда нагнетательных скважин до фронта вытеснения нефти водой, отстоящего на расстоянии , описывается законом Дарси:


На участке вытеснения между рядом добывающих и нагнетательных скважин:

.(4)

Дебит на добывающей скважине будет равен:

(5)

. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

.1 Расчёт технологических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения

Исходные данные:

Нефтяное месторождение площадью нефтеносности s=6000 га решено разрабатывать с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной схемы, содержащий 1 скважину (1/2 добывающей и нагнетательной), имеет ширину b = 500м., длину l = 600м.

Месторождение вводится в разработку за 4 года. Разрабатываемый пласт месторождения имеет следующие параметры: толщина пласта h=18,пористость m=0,2, насыщенность связанной водой Sсв=0,12, вязкость нефти в пластовых условиях µн=1 мПа∙с, вязкость воды µв = 1 мПа∙с.

Пласт сравнительно однородный. Установлено, что вытеснение нефти водой происходит непоршневым способом. Дана зависимость относительных проницаемостей для нефти и воды. Относительные проницаемости для нефти и воды kн(s) и kв(s), зависящие от водонасыщенности S, выражаются следующими формулами:


где  - значение водонасыщенности, при котором фазовая проницаемость нефти равно нулю,

 - точка смачивания.

При этом S* =0,85,S1 = 0,6. В пласт с линии нагнетания х = 0 закачивается вода с расходом 150 м3/сут. Коэффициент охвата пласта заводнением η2=0,8.

Требуется найти: изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целомдля непоршневого вытеснения.

Определение численных значений коэффициентов а и b, входящих в приведенные зависимости kн(s) и kв(s).

Исходя из задания, видим, что относительные проницаемости для нефти и воды, зависящие от водонасыщенности, будут иметь вид формул (4) и (5). Найдем значения коэффициентов  и . Значение  найдем из условия, что :


Подставим численные значения:


При приравняем первую и вторую часть формулы (5) и выразим :


Подставляя численные значения, получим :


Теперь рассчитаем относительные проницаемости для нефти и водыот водонасыщенности по формулам (4) и (5).

Зададимся значениями S от Sсв до 1. Например, для :


Сведем рассчитанные значения в таблицу 1 и построим график относительных фазовых проницаемостей(ОФП) (рисунок 5).

Рисунок 5 - График относительных фазовых проницаемостей

Вычисление значений функций f(s) и построение графика функции

В соответствии с теорией фильтрации неоднородных жидкостей, распределение водонасыщенности в пласте при 0≤X≤Xв находят по функции Баклея-Леверетта. Она представлена Л. П. Дейком в источнике [1] и определяется следующим соотношением:


Таблица 1 - Значения ОФП для нефти и воды.

S

kн(s)

kв(s)

0,12

1

0

0

0,05

0

0

0,15

0,91949

1,126·

0,00001

0,05

1,225·

0,00041

0,2

0,79283

0,00057

0,00071

0,05

0,00071

0,01412

0,25

0,67554

0,00397

0,00584

0,05

0,00512

0,10258

0,3

0,56764

0,01460

0,02508

0,05

0,01923

0,38472

0,35

0,46913

0,03893

0,07663

0,05

0,05154

1,03095

0,4

0,37999

0,08551

0,18370

0,05

0,10707

2,14142

0,45

0,30024

0,16499

0,35464

0,05

0,17094

3,41885

0,5

0,22987

0,29010

0,55791

0,05

0,20326

4,06534

0,55

0,16888

0,47565

0,73797

0,05

0,18005

3,60117

0,6

0,11728

0,73854

0,86296

0,05

0,12498

2,49977

0,65

0,07506

0,77606

0,91181

0,05

0,04884

0,97698

0,7

0,04222

0,81184

0,95056

0,05

0,03875

0,77508

0,75

0,01876

0,84611

0,97830

0,05

0,02773

0,55478

0,8

0,00469

0,87904

0,99469

0,05

0,01638

0,32777

0,85

0

0,91079

1

-

0,00530

0,10616

0,9

0

0,94146

1

-

-

-

0,95

0

0,97117

1

-

-

-

1

0

1

1

-

-

-


По формуле (8) рассчитаем её значения и сведем их в таблицу 1. Так, для :


Исходя из данных, представленных в таблице 1, построим график функции Баклея-Леверетта (рисунок 6).

Рисунок 6 - График функции Баклея-Леверетта.

Определение времени t*, при котором нефть начнет добываться вместе с водой

По кривойможно найти графическим путем значение Sв при х = хв.

,(11)

где  - значение функции на графике (Рисунок 6);

- водонасыщенность;

- насыщенность связанной водой;

.

По графику на рисунке 6 можно определить водонасыщенность на фронте вытеснения  графическим путем. Проведем касательную к графику из точки  и опустим из неё перпендикуляры на оси. Тогда имеем  и .

Определим длительность безводного периода добычи нефти, т.е. момент времени, когдаt = t*, когда фронт вытеснения достигнет конца пластаx в = l, это можно определить из соотношения производной.

,(12)

,(13)

,(14)

где t* - время безводного периода, года;пористость;ширина элемента однорядной схемы, м;толщина пласта, м;длина элемента однорядной схемы, м;расход воды,;


При t ≥ t*, то есть при t ≥ 11,2года будет добываться нефть вместе с водой.

Определение водонасыщенности ипри t ≥ t*

Для определения технологических показателей при t ≥ t*представим вытеснение нефти водой, таким образом, как будто фронт вытеснения, когда х = хв, существует, но он проникает за пределы элемента, то есть существует фиктивный фронт вытеснений при X = l, тогда водонасыщенность будет S = .

Используя отношение производных, определим .

,(15)

,(16)

Найдем отношениек:

.(17)

Значениеможно определить графоаналитическим способом.Для этого необходимо построить. Такое построение графика выполняют методом графического дифференцирования.

Для нахождения расчетной формулы преобразуем выражение (17):

,(18)

где - производная функции водонасыщенности;

- время безводного периода, год;расчетное время, год.

Для построения графика производной на рисунке 7 функции зададимся значениямии. Приведем расчет и занесем данные в Таблицу 1.

,(19)

где - изменение функции отS;

- изменение S;

Например, для :


Строим график функции (рисунок7).

Рисунок 7 - График функции

Для определения значения  задаемся различными значениями t, находим  и по графику производной находим. Вычисления производим по формуле (16).

.

Вычисленные данные заносим в Таблицу 2.

Таблица 2 - Данные расчета, , , , ,

t, годы

1

-

-

0

150

0

0,046083

2

-

-

0

150

0

0,092166

3

-

-

0

150

0

0,138249

4

-

-

0

150

0

0,184332

5

-

-

0

150

0

0,230415

6

-

-

0

150

0

0,276497

7

-

-

0

150

0

0,32258

8

-

-

0

150

0

0,368663

9

-

-

0

150

0

0,414746

10

-

-

0

0

0,460829

11

-

-

0

150

0

0,506912

11,24

1,75510204

0,62

0,88363102

17,4542303

132,53617

0,527061

12

1,64394083

0,625

0,88856898

16,7135834

133,276817

0,53098

13

1,51748384

0,63

0,89341214

15,9871556

134,003244

0,535526

14

1,40909214

0,635

0,89815911

15,2751563

134,715244

0,539149

15

1,31515266

0,64

0,90280852

14,5777886

135,412611

0,541852


Определение текущей обводненности элемента разработки

Значение соответствует обводненности продукции элемента.

Следовательно, и рассчитывается по формуле:

.

Тогда и рассчитываются по формулам (4) и (5).

При :н() = 0,099;в() = ;

.

Определение текущей добычи нефти из элемента разработкипри по формуле:

;(20)

где- текущая добыча нефти из элемента разработки,;

- текущая добыча жидкости из элемента разработки,;

- текущая обводненность элемента;

.

Определение текущей добычи воды из элемента разработки

;(21)

где - текущая добыча воды из элемента разработки,;

- текущая добыча жидкости из элемента разработки,;

- текущаяобводненность элемента;

.

Определение текущей нефтеотдачу для элемента разработки

а) Безводный период разработки

Приt =1 год:

;(22)

где - текущая добыча нефти из элемента разработки,;

- коэффициент охвата;пористость;ширина элемента однорядной схемы, м;толщина пласта, м;длина элемента однорядной схемы, м;

- насыщенность связанной воды;


б) Водный период разработки

(23)

где - водонасыщенность;

- насыщенность связанной водой;

- функция водонасыщенности;

- производная от функции водонасыщенности;

- коэффициент охвата;

При t = 11,24года:

.

Полученные значения введем в Таблицу 2.

Определение количества элементов вводимых каждый год

;(24)

гдеS - площадь месторождения, м2; длина элемента однорядной схемы, м;ширина элемента однорядной схемы, м;время ввода месторождения в разработку, года;


Определение добычи нефти по группам элементов

,(25)

где - текущая добыча нефти из элемента разработки,;количество элементов вводимых каждый год;


Результаты расчета сведем в Таблицу 3.

Таблица 3 - Данные расчета qни Qнпо группам элементов

t, годы

Добыча нефти по группам элементов,

Qн,


1 (50)

2 (50)

3 (50)

4(50)

 

1

7499,52

-

-

-

7499,52

2

7499,52

7499,52

-

-

14999,04

3

7499,52

7499,52

7499,52

-

22498,56

4

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

5

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

6

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

7

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

8

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

9

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

10

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

11

7499,52

7499,52

7499,52

7499,52

29998,08

12

835,679172

7499,52

7499,52

7499,52

23334,2392

13

799,357781

835,6792

7499,52

7499,52

16634,077

14

763,757814

799,3578

835,679172

7499,52

9898,31477

15

728,889428

763,7578

799,357781

835,679172

3127,6842


Определение добычи воды по группам элементов

При t =1 год:

.

При t =12 лет:

.

Определение текущейобводненности месторождения

, (26)

где - добыча воды из месторождения,;

- добыча нефти из месторождения,;

При t =12 лет,


Результаты расчета сведем в Таблицу 4.

Таблица 4 - Данные расчета qвпо группам элементов Qв

t, годы

Добыча воды по группам элементов,


1 (50)

2 (50)

3 (50)

4(50)



1

0

-

-

-

0

0

2

0

0

-

-

0

0

3

0

0

0

-

0

0

4

0

0

0

0

0

0

5

0

0

0

0

0

0

6

0

0

0

0

0

0

7

0

0

0

0

0

0

8

0

0

0

0

0

0

9

0

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

0

0

12

6663,84

0

0

0

6663,84

0,22214

13

6700,16

6663,84

0

0

13364,00

0,44549

14

6735,76

6700,16

6663,84

0

20099,76

0,67003

15

6770,63

6735,76

6700,16

6663,84

26870,39

0,89573


Определение текущей нефтеотдачи месторождения

пласт непоршневой нефть забойный

. (27)

При t =5лет,

Результаты расчета сведем в Таблицу 5

Таблица 5 - Данные расчета текущей нефтеотдачи по группам элементов

t, годы

Текуща янефтеотдача по группам элементов,


1 (50)

2 (50)

3 (50)

4(50)


1

0,046

-

-

-

0,046

2

0,092

0,046

-

-

0,069

3

0,138

0,092

0,046

-

0,092

4

0,184

0,138

0,092

0,046

5

0,230

0,184

0,138

0,092

0,161

6

0,276

0,230

0,184

0,138

0,207

7

0,322

0,276

0,230

0,184

0,253

8

0,368

0,322

0,276

0,230

0,299

9

0,414

0,368

0,322

0,276

0,345

10

0,460

0,414

0,368

0,322

0,391

11

0,527

0,460

0,414

0,368

0,443

12

0,530

0,527

0,460

0,414

0,483

13

0,535

0,530

0,527

0,460

0,513

14

0,539

0,535

0,531

0,527

0,533

15

0,541

0,539

0,535

0,530

0,536


Как видно из выполненных расчетов коэффициент нефтеотдачи составил по месторождению 0,536.

.2 Расчёт общей депрессии забойного давления при изменяющемся фронте вытеснения

Определяем изменения забойного давления и перепада давления в зависимости от положения изменяющегося фронта вытеснения. Схема внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений при вытеснении нефти водой изображена на рисунке 4.

При ; 20 м:

(28)

где - перепад давления от радиуса нагнетательной скважины до радиуса добывающей скважины при положении фронта вытеснения между радиусом нагнетательной скважины и радиусом контура нагнетательной скважины,;

- вязкость воды,;

- радиус скважины, ;

- проницаемость воды,;

- вязкость нефти,;

- проницаемость нефти,.

.

При ;

;(29)

где - перепад давления от радиуса нагнетательной скважины до радиуса добывающей скважины при положении фронта вытеснения между радиусом контура нагнетательной скважины и радиусом контура добывающей скважины,;

.

При ;

;(30)

где  - перепад давления от радиуса нагнетательной скважины до радиуса добывающей скважины при положении фронта вытеснения между радиусом контура добывающей скважины и радиусом добывающей скважины,;

.

Давление на добывающей скважине определяется по формуле:

;(31)

где  - давление на нагнетательной скважине,;

- перепад давления,;

.

Значения давления в зависимости от изменяющегося фронта воды представлены в Таблице 6. Зависимость давления и перепада давления от изменяющегося фронта воды показаны на рисунках 8 и 9 соответственно.

Таблица 6 - Значение депрессии и забойного давления в зависимости от положения фронта вытеснения.

0,1

1,59062367

26,40937633

330

0,874650877

27,12534912

1

1,45558691

26,54441309

340

0,862967926

27,13703207

2

1,41493680

26,58506320

350

0,851284974

27,14871503

3

1,39115801

26,60884199

360

0,839602023

27,16039798

4

1,37428668

26,62571332

370

0,827919072

27,17208093

5

1,36120027

26,63879973

380

0,816236121

27,18376388

6

1,35050789

26,64949211

390

0,80455317

27,19544683

7

1,34146761

26,65853239

400

0,792870219

27,20712978

8

1,33363657

26,66636343

410

0,781187268

27,21881273

9

1,32672910

26,67327090

420

0,769504317

27,23049568

10

1,32055016

26,67944984

430

0,757821366

27,24217863

20

1,27990004

26,72009996

440

0,746138415

27,25386159

30

1,25612125

26,74387875

450

0,734455464

27,26554454

40

1,23924993

26,76075007

450

0,722772513

27,27722749

50

1,22616351

26,77383649

460

0,711089562

27,28891044

60

1,21547114

26,78452886

470

0,699406611

27,30059339

70

1,20643086

26,79356914

490

0,687723659

27,31227634

80

1,19859981

26,80140019

500

0,676040708

27,32395929

90

1,19169234

26,80830766

504,4586

0,623987778

27,37601222

95,5414

1,18818826

26,81181174

510

0,618554644

27,38144536

100

1,143358751

26,85664125

520

0,607844501

27,39215550

110

1,1316758

26,86832420

530

0,595702344

27,40429766

120

1,119992849

26,88000715

540

0,581685251

27,41831475

130

1,108309898

26,89169010

550

0,56510655

27,43489345

140

1,096626947

26,90337305

560

0,544815859

27,45518414

150

1,084943996

26,91505600

570

0,518656609

27,48134339

160

1,073261045

26,92673896

580

0,481787217

27,51821278

170

1,061578094

26,93842191

590

0,418758574

27,58124143

180

1,049895143

26,95010486

591

0,409178026

27,59082197

190

1,038212192

26,96178781

592

0,398467884

27,60153212

200

1,026529241

26,97347076

593

0,386325726

27,61367427

210

1,014846289

26,98515371

594

0,372308633

27,62769137

220

1,003163338

26,99683666

595

0,355729932

27,64427007

230

0,991480387

27,00851961

596

0,335439241

27,66456076

240

0,979797436

27,02020256

597

0,309279991

27,69072001

250

0,968114485

27,03188551

598

0,272410599

27,72758940

260

0,956431534

27,04356847

599

0,209381956

27,79061804

270

0,944748583

27,05525142

599,9

5,33851E-06

27,99999466

280

0,933065632

27,06693437

-

-

-

290

0,921382681

27,07861732

-

-

-

300

0,90969973

27,09030027

-

-

-

310

0,898016779

27,10198322

-

-

320

0,886333828

27,11366617

-

-

-



Рисунок 8- Зависимость перепада давления от изменяющегося фронта вытеснения

Рисунок 9- Зависимость забойного давления от изменяющегося фронта вытеснения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных расчетов можно сказать, что нефть начнет добываться вместе с водой через 11,24лет, каждый год на месторождении будет вводиться по 50 элементов в течении4 лет, через 15 лет после начала разработки месторождения нефтеотдача достигнет значения 0,54 при обводненности 90%.

В ходе выполнения курсового проекта было найдено изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки, групп элементов и для месторождения в целом.

В зависимости от положения фронта вытеснения, по мере его приближения к добывающей скважине, забойное давление растет, а перепад давления - падает. Были получены графики зависимостей забойного давления и перепада давлений в зависимости от положения фронта вытеснения.

В данном курсовом проекте были получены теоретические навыки расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ДейкЛ.П. «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений». -М: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009.

Желтов Ю. П. «Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986. 332 с.

Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин,В. М. Зайцев. «Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб.пособие для вузов. - М.: Недра, 1985, 296 с.

Похожие работы на - Разработка месторождения: комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!